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BACIA DO ESPÍRITO SANTO - MAR
Sumário Geológico e Setores em Oferta
Superintendência de Definição de Blocos
SDB
Elaborado por: Ronan Magalhães Ávila
2017
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO....................................................................................................... 1
2. HISTÓRICO EXPLORATÓRIO .............................................................................. 2
3. EVOLUÇÃO TECTONOESTRATIGRÁFICA .......................................................... 4
4. SISTEMAS PETROLÍFEROS ................................................................................ 9
4.1 Geração e Migração ....................................................................................... 9
4.2 Rochas Reservatório .................................................................................... 10
4.3 Rochas Selantes .......................................................................................... 11
4.4 Trapas .......................................................................................................... 11
4.5 Plays Exploratórios ....................................................................................... 12
5. SETORES EM OFERTA ...................................................................................... 16
5.1 Descrição Sumária ....................................................................................... 16
5.2 Avaliação dos Blocos Propostos ................................................................... 17
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 17
1
1. INTRODUÇÃO
A Bacia do Espírito Santo-Mucuri é comumente citada na literatura
especializada como uma única bacia por não apresentar limites geológicos que
as separe, no entanto, uma vez que a porção geográfica que delimita a Bacia de
Mucuri não foi contemplada neste estudo, será utilizada a nomenclatura Bacia
do Espírito Santo.
A Bacia do Espírito Santo localiza-se na margem continental leste do
território brasileiro (Figura 1), ocupando uma área de aproximadamente
115.200 km2, dos quais 101.880 km2 encontram-se submersos. Os limites da
bacia dão-se ao Norte pela Bacia de Mucuri (limite geográfico), que por sua vez
faz fronteira com a Bacia de Cumuruxatiba pelo Complexo Vulcânico de
Abrolhos. Ao Sul, se limita da Bacia de Campos pelo Alto de Vitória.
Para a 14ª Rodada de Licitações da ANP, estão em oferta 7 blocos
exploratórios, sendo 1 no setor SES-AP1 e 6 no setor SES-AP2, totalizando área
de 5.027,54 km2.
Figura 1. Localização da Bacia do Espírito Santo, com destaque para os blocos
sugeridos para oferta na 14ª Rodada de Licitações da ANP.
2
2. HISTÓRICO EXPLORATÓRIO
A porção emersa da bacia é bem conhecida e classificada como bacia
madura, enquanto que a porção marítima é relativamente pouco conhecida,
sobretudo em águas profundas e ultraprofundas.
O esforço exploratório para prospecção de hidrocarbonetos na Bacia do
Espírito Santo teve início no final da década de 1950. Em 1959 e 1961 foram
perfurados dois poços estratigráficos terrestres na região de Conceição da Barra
e Ilha de Santa Bárbara, respectivamente. Este último constatou a ocorrência de
espessa camada vulcânica.
Um marco nacional na exploração de hidrocarbonetos ocorreu no ano de
1968, em que foi perfurado o poço 1-ESS-1-ES, o primeiro poço em plataforma
continental brasileira.
Em 1969 foi descoberta a primeira acumulação comercial da bacia,
denominado Campo de São Mateus, em reservatórios siliclásticos de idade
Alagoas, abaixo da sequencia evaporítica, na porção emersa.
Na década de 1970 foram intensificados os esforços exploratórios
impulsionados pelas descobertas dos campos de Fazenda Cedro (1972) e Lagoa
Parda (1979), ambos na porção emersa.
No ano de 1977 foi realizada a primeira descoberta em área submersa da
Bacia do Espírito Santo, denominada campo de Cação, distando 50 quilômetros
a sudeste de São Mateus, em cota batimétrica de apenas 19 metros (França e
Moriak, 2009). Desde então foram realizadas algumas descobertas na poção
submersa dessa bacia: Cangoá (1988), Peroá (1996), Golfinho (2003), Canapú
(2004) e Camarupim e Camarupim Norte (2007), estes últimos foram unitizados.
Atualmente há seis Planos de Avaliação de Descoberta ativos.
Desde 2010 alguns poços pioneiros e de extensão vem sendo perfurados
na área dos blocos arrematados nas rodadas 06, 07 e 09, sendo o resultado
desse esforço exploratório bastante positivo, com a descoberta de óleo leve e
gás.
3
Até o momento foram perfurados um total 731 poços exploratórios na
Bacia do Espírito Santo, sendo 201 poços na porção submersa.
A bacia é coberta por levantamentos sísmicos de reflexão 2D e 3D, além
de dados gravimétricos e magnetométricos em toda sua extensão. A distribuição
dos dados sísmicos e de poços pode ser observada na Figura 2.
Figura 2. Mapa com distribuição dos dados sísmicos e de poços na região dos blocos
da 14ª Rodada de Licitações da ANP.
Atualmente doze blocos ou parte de blocos estão em concessão na porção
submersa desta bacia. Destes, seis blocos foram arrematados na 11a Rodada
de licitações da ANP.
Como resultado das atividades exploratórias, atualmente a Bacia do
Espírito Santo produz 30.492 bbl/d de petróleo e 3.403 Mm3/d de gás natural
(dados de março de 2017). Essa produção advém da explotação de 40 campos,
4
destes, apenas quatro são localizados na porção marítima (dados de maio de
2017).
Golfinho, o principal campo da bacia, teve sua produção iniciada no ano
de 2006. Este campo dista aproximadamente 60 km da costa, em lâminas d’água
ente 700 e 1.740 metros, a leste de Golfinho foram descobertos outros campos
que tem com reservatórios areias Cretáceas acumuladas em calhas controladas
pela tectônica sal.
3. EVOLUÇÃO TECTONOESTRATIGRÁFICA
A evolução tecnonoestratigráfica da Bacia do Espírito Santo é típica das
bacias da margem leste brasileira. Segundo o diagrama estratigráfico (Figura 3)
proposto por França, et. al. (2007), a evolução estratigráfica da bacia pode ser
subdividida em três fases principais. A fase rifte ocorreu entre Neocomiano e Eo-
Aptiano, a fase pós-rifte foi restrita ao Neo-Aptiano e, a fase Drifte se iniciou no
Albiano e segue até os tempos atuais.
A fase rifte ou continental predominou o ambiente lacustre com contribuição
fluvial e aluvial nas bordas dos falhamentos, enquanto que nos altos estruturais
internos depositaram-se coquinas e outros carbonatos. Os diversos pulsos
tectônicos estão registrados por conglomerados sintectônicos de bordas de
falhas, bem como vulcânicas da Formação Cabiúnas.
Falhas normais de direção aproximada norte-sul produziram horts e meio-
grabens, limitados no topo por uma discordância regional pré-aptiana e
preenchidos por sedimentos típicos de ambiente continental (Formação Cricaré),
entre os quais arenitos cinzentos e conglomerados do Membro Jaguaré e
folhelhos lacustres, carbonatos (coquinas) e margas do Membro Sernambi, por
vezes intercalados com rochas vulcânicas da Formação Cabiúnas. Estes
sedimentos repousam discordantemente sobre o embasamento Pré-Cambriano,
5
sendo seu limite superior com a sequencia pós-rifte representado pela
discordância pré Neo-Alagoas.
O Pós-rifte da Bacia do Espírito Santo é representado por pacotes de
sedimentos siliciclásticos (Membro Mucuri) e evaporíticos (Membro Itaúnas) da
Formação Mariricu, registro das primeiras incursões marinhas na bacia. Os
sedimentos desta fase possuem ampla distribuição areal, assentando-se
discordantemente sobre o embasamento Pré-Cambriano ou sobre a Formação
Cricaré. Seu limite superior é concordante com o Grupo Barra Nova na porção
leste da bacia e, discordante com a Formação Urucutuca, na porção oeste.
A fase drifte da Bacia do Espírito Santo representa o pacote sedimentar
mais espesso e, na porção submersa, o mais representativo. Em águas
profundas e ultraprofundas o drifte apresenta sistemas petrolíferos
comprovados e plays estabelecidos. Esta sequencia pode ser dividida em uma
seção marinha transgressiva, representada pelo Grupo Barra Nova do Albo-
Cenomaniano, e uma seção marinha transgressivo-regressiva, representado
pelo Grupo Espírito Santo, depositado entre o Cenomaniano e o Recente.
O Grupo Barra Nova é representado pelas Formações São Mateus e
Regência. A primeira, constituída por espessos intervalos de arenitos
arcoseanos e, a segunda, por espessos intervalos de sedimentos carbonáticos.
O Grupo Espírito Santo é representado pelas Formações Urucutuca, Caravelas
e Rio Doce. A Formação Urucutuca, depositada do Cenomaniano ao Recente,
caracteriza-se nas porções terrestres e proximais da bacia por folhelhos
intercalados com conglomerados; nas partes mais rasas por calcários e arenitos
e, em direção às águas profundas, por um incremento na proporção de
sedimentos pelíticos sobre os clásticos grossos e carbonáticos, com arenitos
turbidíticos intercalados aos folhelhos e margas de ambiente batial a abissal. A
Formação Caravelas compõe-se por calcarenitos bioclásticos e calcilutitos. A
Formação Rio Doce é constituída por sedimentos clásticos de ambiente nerítico,
cujo contato inferior é gradacional com os sedimentos das Formações Caravelas
e Urucutuca.
6
Durante o Paleoceno e Eoceno ocorreu, na parte submersa, a ocorrência
de extensos derrames basálticos localizados a leste/nordeste da bacia, os quais
foram eventualmente cobertos pela Formação Caravelas.
No Plioceno tem-se a deposição da Formação Barreiras, formada por
sedimentos clásticos pouco consolidados que ocorrem em toda a faixa litorânea
da bacia.
Praticamente toda a coluna sedimentar foi deformada por diversos eventos
tectônicos. Inicialmente, devido à deriva continental e à subsidência térmica, a
cunha sedimentar sofreu basculamento para leste e, sob influência concomitante
da sobrecarga sedimentar, formaram-se diápiros e outras estruturas
relacionadas à halocinese, que se concentraram principalmente na área leste e
em águas profundas ao sul da bacia.
Falhas normais de grande rejeito vertical resultantes da tectônica salífera
controlaram a sedimentação pós-evaporítica. Esta movimentação propiciou,
sobretudo entre o Cenomaniano e o Maastrichtiano, a formação de calhas que
controlaram o fluxo das correntes de turbidez.
Outro evento que influenciou a geometria da bacia e a deposição dos
sedimentos foi à ocorrência de uma série de derrames basálticos submarinos,
em intervalos dentro do Paleoceno, que resultaram na formação de um complexo
vulcânico-sedimentar expressivo – o Banco de Abrolhos – na porção leste-
nordeste da bacia. A implantação desse banco vulcânico resultou, na diminuição
do gradiente de mergulho da bacia e na criação de uma barreira externa para a
deposição dos turbiditos nessa área. Por outro lado, este complexo vulcânico
também contribuiu para a criação de áreas protegidas ou depocentros, com
diferentes geometrias, para a deposição de corpos turbidíticos de características
peculiares.
No centro-sul, com características de uma região de águas profundas e
ultraprofundas, nos limites com a Bacia de Campos, a cobertura sedimentar do
Cretáceo Superior ao Neógeno é relativamente menos espessa devido a fatores
tectônicos e pela expressiva redução na presença dessas vulcânicas.
7
Nesta porção da bacia se observa mais claramente nas linhas sísmicas, de oeste
para leste, estruturas características alinhadas em faixas ou domínios:
primeiramente, uma sucessão de estruturas do tipo rollover associadas a um
talude com alto mergulho, onde a “fuga” do sal para as partes mais profundas foi
mais intensa, em seguida, estruturas tipo almofadas de sal, com reflexo até o
nível do Neocretáceo passando para os diápiros de sal e, na porção mais
profunda, se observa o domínio do sal alóctone.
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Figura 3. Diagrama estratigráfico da Bacia do Espírito Santo (França et al., 2007).
9
4. SISTEMAS PETROLÍFEROS
A Bacia do Espírito-Santo possui sistemas petrolíferos comprovados,
apresentando grandes diferenças entre suas porções emersa e marítima. Em
terra, o principal sistema petrolífero é composto por geradores lacustres da fase
rifte e, trapas majoritariamente relacionadas às falhas do rifte. Na porção
marítima predomina o sistema petrolífero Urucutuca-Urucutuca (!) da fase drifte,
caracterizado pelos geradores de origem marinha, enquanto a migração e
trapeamento estão fortemente relacionados à movimentação do sal e, os
reservatórios são representados pelos turbiditos da Formação Urucutuca,
condicionados ou não por calhas erosivas.
4.1 Geração e Migração
A principal rocha geradora na porção terrestre da Bacia do Espírito Santo
é representada pelos folhelhos lacustres do Andar Jiquiá, da porção superior da
sequencia rifte (Membro Sernambi da Formação Cricaré). Apresenta teores de
carbono orgânico total (COT) entre 2,0 e 7,0% e matéria orgânica
predominantemente do tipo I. Os hidrocarbonetos produzidos nos campos de
Regência, Fazenda Cedro e Cação estão correlacionados a esta rocha geradora,
caracterizando assim o sistema petrolífero da fase rifte (Cricaré - Mariricu).
As camadas de folhelhos negros associados aos evaporitos da Formação
Mariricu apresentam bom potencial gerador, contudo, são camadas pouco
espessas com teores de COT variáveis entre 0,50 e 2,0 % e matéria orgânica do
tipo II. Os hidrocarbonetos produzidos pelos campos terrestres da porção norte
da bacia, tais como o de Rio Itaúnas e São Mateus, são correlacionados a este
gerador.
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As rochas da Formação Regência são consideradas rochas geradoras
potenciais. Consistem de margas e calcilutitos depositados em ambiente
marinho anóxico.
Na porção submersa, objeto deste estudo, os folhelhos pretos
Cenomanianos e Turonianos da Formação Urucutuca representam os geradores
principais. Os sedimentos que deram origem a essas rochas foram depositados
em ambiente marinho. Os folhelhos geradores apresentam espessuras entre 40
e 100 m, COT entre 2 e 8%. Importante ressaltar que os folhelhos de idade
Albiana se apresentam como rochas geradoras potenciais.
A migração de hidrocarbonetos gerados na seção Albo-Turoniana é
predominantemente vertical e de curta distância na área em estudo, ocorre
através dos flancos dos domos de sal e pelas falhas associadas à halocinese.
Por vezes, a migração pode ocorrer por meio de contato direto entre a rocha
geradora e as rochas-reservatório em função da presença estruturas de
empurrão.
4.2 Rochas Reservatório
As rochas reservatório ocorrem em toda coluna sedimentar, incluindo a
seção rifte, pós-rifte e drifte, e ocorrem com ampla distribuição regional na bacia.
Contudo, as descobertas recentes da porção submersa são relacionadas à
seção drifte.
Na porção terrestre constituem exemplos de reservatórios portadores de
hidrocarbonetos os arenitos flúvio-deltaico Neo-Aptianos do Membro Mucuri
(campos de São Mateus, Rio Itaúnas e Fazenda Cedro). Sedimentos clásticos
da Formação São Mateus é observado também em plataforma rasa como no
campo de Cação.
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Na porção marítima constituem exemplos de reservatórios portadores de
hidrocarbonetos os arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca, do
Neocretáceo e Paleógeno (campos de Golfinho, Cangoá e Peroá). Os
reservatórios produtores do campo de Golfinho são representados por corpos
canalizados de arenito turbidítico em meio a uma espessa seção de folhelhos da
Formação Urucutuca.
Nos blocos concedidos na porção Norte, vizinhos aos blocos em oferta, são
abundantes as areias turbiditicas, observadas desde o Campaniano ao Eoceno,
com algumas notificações recentes de descoberta de gás e óleo leve, com baixo
RGO e ausência de biodegradação. A porosidade desses reservatórios é
excelente.
4.3 Rochas Selantes
Os evaporitos do Membro Itaúnas, da Formação Mariricu, representam
selo para reservatórios mais antigos e, também, para reservatórios mais
recentes, caracterizando inversão estratigráfica-estrutural. Os folhelhos e
sedimentos finos da Formação Urucutuca representam o selo mais abundante
da bacia, sobretudo para os turbiditos da seção Drifte que estão disseminados
por toda seção.
4.4 Trapas
As trapas identificadas na Bacia do Espírito Santo são bastante
diversificadas.
Na seção rifte a movimentação estrutural resultou na presença abundante
de horsts e grábens e, blocos basculados, constituindo condições favoráveis às
acumulações de hidrocarbonetos.
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Para a seção marinha clástico-carbonática Cretácea, as trapas podem ser
estruturais, estratigráficas ou paleogeomórficas. As paleogeomórficas são
representadas pela erosão de reservatórios Albianos, como ocorre no Campo de
Cação. As trapas estratigráficas formam-se, principalmente, pelas feições de
truncamento de reservatórios Cretáceos contra as paredes de cânions. As trapas
puramente estruturais são representadas pelas anticlinais em rollovers
associadas às falhas lístricas, como observado na Plataforma de São Mateus e
em águas profundas na porção sul da bacia, relacionadas à quebra do talude e
movimentação do sal.
Para as águas profundas e ultraprofundas abrangidas pelo presente
estudo, às trapas são essencialmente estratigráficas, estruturais ou mistas.
Nos blocos em oferta são abundantes os turbiditos caracterizados pela
geometria de canais preenchidos por sedimentos clásticos, para os quais
predominam as trapas mistas, comumente ocorrendo truncamento lateral com
corpos de sal alóctones e autóctones. Da mesma forma são abundantes os
turbiditos caracterizados pela geometria externa em forma de leques, neste
caso, além das trapas mistas, são comuns as trapas essencialmente
estratigráficas.
4.5 Plays Exploratórios
No estudo contratado pela ANP, intitulado “Modelagem dos Sistemas
Petrolíferos das Bacias do Espírito Santo/Mucuri” foram descritos seis plays
exploratórios:
Play Cricaré
Play Mucuri
Play Albiano Paleogeomórfico
Play Albiano Estruturado
13
Play Turbiditos Urucutuca
Play Turbiditos Urucutuca contra corpos de sal
Play Cricaré - Os reservatórios correspondem principalmente a arenitos,
mas também, eventualmente, calcários coquinóides da Formação Cricaré, de
idade variando de Neocomiana a Eo-Aptiana. Esses reservatórios estariam
estruturados pela tectônica rifte, com sua ocorrência relacionada a blocos altos
e/ou basculados.
A Bacia do Espírito Santo difere da Bacia de Campos na seção pré-sal por
apresentar na sua seqüência sin-rifte (pré-evaporítica), pelo menos na parte rasa
mais conhecida, predominância de sedimentos clásticos grosseiros, com poucos
folhelhos lacustres (folhelhos geradores).
Play Mucuri - Trata-se de play comprovado, que produz, entre outros, nos
campos de Campo Grande, Mariricu, Córrego Cedro Norte e Fazenda São Jorge.
É composto pelos reservatórios areníticos do Membro Mucuri, selados pelos
evaporitos do Membro Itaúnas, ambos da Formação Mariricu, que ocorre acima
da discordância Pré-Neo-Alagoas.
Play Albiano Paleogeomórfico – O Albiano nas bacias do Espírito Santo é
formado pelos arenitos alúvio-flúvio-deltaicos da Formação São Mateus e pelos
calcários neríticos da Formação Regência. Essas formações se apresentam
cortadas pela discordância Pré-Urucutuca, gerando situações em que
hidrocarbonetos podem ser armazenados em estruturas de paleo-relevo,
seladas pelos folhelhos da Formação Urucutuca (Figura 4). Os campos de São
Mateus, Rio Preto, Rio Itaúnas, Rio São Mateus, Rio Doce, Mariricu Norte, Lagoa
Piabanha, entre outros, são exemplos de acumulações ligadas a esse play, em
terra. O campo de Cação é um exemplo no mar.
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Figura 4. Representação esquemática das possíveis expressões do play Albiano
Paleogeomórfico na Bacia do Espírito Santo (ANP/COPPE, 2008).
Play Albiano Estruturado – Correspondem as configurações em que o
Albiano das bacias do Espírito Santo, especialmente a Formação Regência, está
estruturada pela ação da halocinese, por meio de falhas lístricas que geram
estruturas tipo rollover. Os selos são os folhelhos da Formação Urucutuca.
Play Turbiditos Urucutuca – Os reservatórios deste play são os arenitos
turbidíticos, de idade Cenomaniana ao Recente, pertencentes à Formação
Urucutuca, estruturados como efeito da halocinese, associados ou não a falhas
que podem servir de condutos para os hidrocarbonetos. Esses depósitos se
desenvolveram nos grandes baixos estruturais e, principalmente, em direção à
região offshore (Figura 5). As primeiras descobertas relacionam-se aos cânions
terrestres de Fazenda Cedro e de Lagoa Parda. Outras acumulações incluem os
campos de Fazenda Cedro Norte, Lagoa Suruaca, Fazenda Queimadas, Lagoa
Parda Norte, Barra do Ipiranga e Cacimbas. Dentro dos cânions citados e na
porção mais proximal da bacia, em terra e junto à costa, foram descobertas
várias acumulações de pequeno e médio porte de petróleo e de gás natural. Os
15
campos de Golfinho e Canapú, cujos reservatórios são do Neo-Cretáceo,
também são representantes deste play.
Figura 5. Representação esquemática do play Turbiditos Urucutuca na Bacia do Espírito
Santo (ANP/COPPE, 2008).
Play Turbiditos Urucutuca contra Corpos de Sal - os reservatórios
correspondem os arenitos turbidíticos, de idade Cenomaniana ao Recente,
pertencentes à Formação Urucutuca. O que diferencia estas oportunidades
exploratórias do play anterior é que além do fator trapeamento, o corpo de sal
também atua diretamente como rocha selante (Figura 6). Este play é
comprovado na Bacia do Espírito Santo, pelos campos de Cangoá e Peroá.
16
Figura 6. Representação esquemática do play Turbiditos Urucutuca contra corpos de
sal Espírito Santos (ANP/COPPE, 2008).
Com base na divisão proposta no estudo suprarreferido, para os blocos em
oferta na 14ª rodada de licitações, os principais plays esperados são os
Turbiditos Urucutuca em trapas estratigráficas e Turbiditos Urucutuca contra
corpos de sal.
5. SETORES EM OFERTA
5.1 Descrição Sumária
Para a 14ª Rodada de licitações da ANP estão em oferta sete blocos
exploratórios, sendo um no setor SES-AP1 e seis no setor SES-AP2, totalizando
uma área de 5.027,44 km2.
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5.2 Avaliação dos Blocos Propostos
Os blocos selecionados localizam-se entre a porção centro sul da Bacia do
Espírito-Santo e o limite com a Bacia de Campos, em lâminas d´água de 1.700
a 2.750 metros. A região é coberta por levantamentos sísmicos bidimensionais
e tridimensionais.
No setor SES-AP1, o bloco ES-M-590 faz fronteira com os campos
relacionados ao Play Turbiditos Urucutuca. Nesta região também se observa o
Play Albiano Estruturado.
No setor SES-AP2, os blocos ES-M-592 e ES-M-593 fazem fronteira com
prospectos recentemente testados e que vem apresentando bons resultados,
sobretudos relacionados aos Plays Turbiditos Urucutuca em trapas
estratigráficas e Turbiditos Urucutuca contra corpos de sal. Por toda região
ofertada são observadas condições favoráveis para ocorrência de canais
erosivos que datam do Cretáceo Superior ao Recente, além de leques
turbidíticos. Fazem fronteira com a Bacia de Campos os blocos ES-M-739 e ES-
M-741.
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ANP-COPPE/UFRJ, 2008. Mapeamento e Modelagem dos Sistemas
Petrolíferos das Bacias de Cumuruxatiba e Espírito Santo. Superintendência de
Definição de blocos, relatório interno.
FRANÇA, R. L. et al, “Bacia do Espírito Santo”. Boletim de Geociências da
Petrobras, Rio de Janeiro, v.15, n.02, p.501-509, jan./mar. 2007.
MOHRIAK, W.; Szatmari. P., Anjos S. M. C., Geologia e Tectônica, Exemplos
nas Bacias Brasileiras, p. 286-301, 2008.